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Reporte Mensual del Sector
Eléctrico
SIC y SING
Julio 2015
[Volumen 8, número 7]
Contenido
Editorial
2
SIC
3
Análisis de operación del SIC
3
Proyección de costos marginales Systep
4
Análisis por empresa
5
SING
6
Análisis de operación del SING
6
Proyección de costos marginales Systep
7
Análisis por empresa
8
Suministro a clientes regulados
9
Energías Renovables No-Convencionales
9
Monitoreo regulatorio y hechos relevantes
10
Proyectos en SEIA
10
Nueva Ley de Transmisión Eléctrica
En el marco de la Agenda Energética, el Ministerio de
Energía y la Comisión Nacional de Energía han liderado
un proceso de elaboración de un proyecto de Ley de
Transmisión Eléctrica en el que participaron diferentes
agentes del mercado, universidades y ONGs1. El nuevo
proyecto de ley busca ajustar la actual regulación de la
transmisión para lograr un mejor desarrollo competitivo
del mercado eléctrico. El proyecto incorporará ajustes
en materias de planificación, definición de trazados
para los principales sistemas de transmisión, desarrollo
de la subtransmisión, remuneración del sistema, e
incorporación del concepto de polos de desarrollo.
Además define un nuevo coordinador del sistema, que
reemplazará a los actuales CDECs.
En materia de planificación, el proyecto propone una
planificación eficiente que oriente el desarrollo del
sistema de forma sustentable en el largo plazo,
considerando distintos niveles de riesgos y escenarios
energéticos. Para esto se dispone la realización de
estudios de planificación energética a largo plazo
(30 años) que se desarrollarían cada 5 años por el
Ministerio de Energía, además de estudios anuales de
mediano plazo (20 años) y estudios de corto plazo
(10 años), realizados por la Comisión Nacional de
Energía, todos con el objetivo de definir lineamientos de
largo plazo para obtener una expansión de la
transmisión que sea sustentable y a la vez fomente la
competitividad en el mercado de generación.
La nueva planificación incorpora criterios de evaluación
que buscan generar condiciones que faciliten la
competencia, entre ellas holguras en la transmisión,
económicamente adaptadas, para otorgar flexibilidad
al sistema, disminuir costos de operación, permitir la
integración de generación aislada al mercado y mitigar
el problema recurrente en Chile de los cuellos de botella
en transmisión. Las holguras se alzan como los
promotores de la oferta y la competencia, además de
entregar una mejor capacidad de respuesta frente a
riesgos y escenarios desadaptados. De la mano con la
programación a largo plazo, se propone un proceso de
planificación dinámico anual donde se contemplen
expansiones de nuevas obras y ampliaciones. En este
punto es fundamental que la ley acote los objetivos de
cada estudio anual, en el interés de mantener los
objetivos de largo plazo.
Un concepto nuevo incorporado en el proceso de
planificación energética de largo plazo es el de
identificar áreas donde puedan existir polos de
desarrollo de generación, cuyo aprovechamiento,
usando un único sistema de transmisión, resulte
económica y socialmente eficiente. Esto es de particular
interés para grupos de generadores competitivos que se
encuentren aislados y que a nivel individual no puedan
costear una línea dedicada. En este contexto se define
un nuevo segmento del sistema de transmisión, el
Sistema de Trasmisión para Polos de Desarrollo.
Con respecto a los otros segmentos de transmisión, se
presentan varios cambios en el de Subtransmisión
(renombrado como Sistema de Transmisión Zonal) cuyo
plan de expansión ahora es vinculante y alineado con
el plan de expansión general del Sistema Eléctrico
Nacional (actual Sistema de Transmisión Troncal).
En el diseño actual de la ley, originado en la ley corta 1,
el ganador de la licitación de un nuevo proyecto de
transmisión debe definir el trazado definitivo de la
solución y encargarse de imponer las servidumbres
correspondientes. Una novedad del proyecto de ley es
que introduce cambios en este esquema, incluyendo al
Estado, vía Ministerio, en la definición de una franja
territorial preliminar vía Evaluación Ambiental Estratégica
(EAE), considerando aspectos ambientales, territoriales,
ciudadanos, técnicos y económicos en el trazado de las
líneas. Se espera que este nuevo planteamiento de
trazados logre franjas de transmisión más sustentables
desde un punto de vista social. No es materia de esta
ley agilizar la negociación de las servidumbres entre el
licitante y los dueños de los predios, que si fuera el
objetivo de la ley de concesiones eléctricas del año
2013.
En materia de remuneración, el proyecto de ley
reconoce que el sistema actual de peajes es complejo,
introduciendo muchas incertidumbres a los inversionistas
en generación. Es un esquema que, con la transmisión,
busca lograr bajos precios y confiabilidad para la
demanda, pero es mayormente pagado por los
generadores. El proyecto de ley innova en este aspecto
proponiendo
un
cargo
único
de
transmisión
(estampillado), el cual será pagado mayoritariamente
por la demanda, en línea con la experiencia
internacional en esta materia.
De la mano con las reformas mencionadas, se propone
la creación de un Coordinador Independiente del
Sistema Eléctrico Nacional (CISEN) encargado de la
coordinación del conjunto de instalaciones del sistema
eléctrico nacional. El CISEN se presenta como una
persona jurídica de derecho público, sin fines de lucro e
independiente de la administración del Estado, no
siéndole aplicables disposiciones dictadas para el sector
público, salvo expresa mención.
En conjunto, el proyecto de Ley de Transmisión Eléctrica
busca responder a una situación del mercado eléctrico
nacional donde interesa levantar importantes barreras
de entrada para nuevos actores en generación e
incrementar la oferta y la competencia, reduciendo los
precios al consumidor final. No obstante lo anterior y las
mejoras propuestas, la magnitud y complejidad de los
cambios avizoran una extensa discusión en el Congreso,
con espacios aún para la incorporación de
perfeccionamientos a los esquemas propuestos.
1http://www.cne.cl/estudios/presentaciones/1023-nueva-ley-de-transmision-electrica
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
julio2015
2
Sistema Interconectado Central (SIC)
Análisis de operación del SIC
En el mes de junio la operación del SIC se
caracterizó por una participación hídrica de un
36%, mayor a la del mes anterior que fue de un
30% y menor a la de junio de 2014 donde fue de
un 41%. En tanto, la participación de GNL
disminuyó de un 28% a un 22% respecto al mes
Figura 1: Energía mensual generada en el SIC (Fuente: CDEC-SIC)
anterior, mientras que la participación a carbón
subió de un 26% a un 30% (ver Figura 1).
Durante el mes junio una serie de unidades
estuvieron en mantenimiento mayor entre las
que destacan Guacolda 1 (152 MW), Antuco
(320 MW) y La Confluencia U2 (83 MW). Cabe
mencionar que la central Bocamina II (350 MW)
junio,
Figura 2: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE – CDEC SIC).
despacho de la central Bocamina I que se
CVar Carbón Promedio
CVar Nueva Renca Diesel
Costo Marginal Promedio (A. Jahuel 220)
Costo Marginal Mínimo (A. Jahuel 220)
encuentra inyectando energía al sistema desde
el mes pasado.
240
En tanto, la energía embalsada en el SIC se
120
promedio declarado de 9,86 US$/MMBtu. Por su
parte, Nehuenco I y II operaron con GNL y costo
variable nulo. En tanto, la central Nueva Renca
29
0
27
ciclos combinados con GNL, a un precio
25
40
1
Durante junio la central San Isidro operó sus dos
23
80
21
igual fecha del año pasado (ver Figura 2).
160
19
por sobre los niveles de energía almacenada a
200
US$/MWh
mantiene en niveles históricamente bajos, pero
CVar San Isidro GNL (Promedio 1 y 2)
Valor Agua (Rapel)
Costo Marginal Máximo (A. Jahuel 220)
17
de diciembre de 2013, lo cual se suma al
15
poniendo fin a la paralización iniciada en el mes
13
de
11
mes
9
el
7
durante
5
despacha
3
fue
Día
Figura 3: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de junio
(Fuente: CDEC-SIC)
perteneciente a AES Gener pero arrendada por
Endesa operó con un precio GNL declarado de
15,34 US$/MMBtu.
En
junio
el
costo
marginal
del
SIC
fue
determinado en un principio por centrales de
embalse, hasta la entrada de Bocamina II,
donde el costo marginal fue marcado por
centrales térmicas (ver Figura 3).
Finalmente, el costo marginal de junio promedió
91,1 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo
cual es un 46,2% menor respecto al mes de
mayo de 2015 (169,3 US$/MWh), y 48,1% menor
respecto a junio de 2014 (175,4 US$/MWh).
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Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Figura 4: Demanda diaria durante junio y curva de oferta aproximada al 15 y 30 del
mismo mes (Fuente: CDEC-SIC, Elaboración: Systep)
julio2015
3
Sistema Interconectado Central (SIC)
Proyección Systep de costos
marginales a 12 meses
Hidrología Seca
Para el año 2015 se proyectan condiciones de
operación especiales en el SIC: durante los
meses anteriores las centrales Bocamina I y II
US$/MWh
250
técnicos,
limitada
por
AES Gener
la
lo
debido
que
central
a
Endesa
Nueva
con
US$/MWh
operando
arrendó
Renca
a
para
quemar los excedentes de gas natural, situación
Charrúa 220 Caso baja disp. GNL
50
300
200
250
200
150
150
100
50
0
100
50
0
que se ha considerado también para el mes de
julio.
Charrúa 220 Caso alta disp. GNL
100
0
250
problemas
Alto Jahuel 220 Caso baja disp. GNL
150
US$/MWh
US$/MWh
capacidad
encuentra
Alto Jahuel 220 Caso alta disp. GNL
50
200
se
Cardones 220 Caso baja disp. GNL
100
que se ha modelado su entrada en operación
Isidro
Cardones 220 Caso alta disp. GNL
150
comenzaron su sincronización al sistema, por lo
San
Hidrología Húmeda
200
0
250
comercial en el mes de julio. Además la central
Hidrología Media
7
8
9
10
2015
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
2015
2016
3
4
5
6
2016
Figura 5: Proyección de costos marginal SIC por hidrología por barra (Fuente: Systep)
No obstante, no existe certeza que estas
consideraciones ocurran exactamente como se
Prob. %
han modelado, así como la posible entrada de
12%
nuevos proyectos ERNC y el posible retraso de
10%
obras de transmisión podrían modificar los
8%
costos marginales proyectados. Además, se ha
6%
realizado una actualización de la demanda a
4%
partir de lo publicado por el CDEC-SIC en el
programa de operación de 12 meses del mes
de julio.
Prob. %
capacidad renovable, de los cuales 140 MW
55 MW de biomasa.
70%
50%
30%
20%
10%
12%
son solares, 15 MW eólicos, 101,4 MW hídricos, y
80%
0%
nueva
de
100%
2%
en
MW
Prob. Acumulada
40%
14%
749,4
Prob. Acumulada (Caso baja disp GNL)
Julio 2015 - Diciembre 2015
60%
16%
de
Dist. Prob. (Caso baja disp GNL)
Prob. Acumulada (Caso alta disp GNL)
90%
Para los próximos 12 meses se espera la entrada
operación
Dist. Prob. (Caso alta disp GNL)
0%
Prob. Acumulada
Enero 2016 - Junio 2016
100%
90%
80%
70%
10%
60%
8%
50%
6%
40%
30%
4%
Tabla 1: Supuestos proyección de costos marginales a 12
meses Systep (Fuente: Systep)
Supuestos SIC
Crecimiento
demanda
Precios
combustibles
Disponibilidad
GNL
2015
2016
Carbón US$/Ton (N. Ventanas)
Diesel US$/Bbl (Quintero)
GNL
San Isidro
US$/MMBtu
Nehuenco
(CIF)
Nueva Renca (*)
San Isidro
Nehuenco (Jul15 - Ago15)
Nehuenco (Sep15 - Oct16)
Nehuenco (Nov15 - Abr16)
Nehuenco (May15 - Jun16)
Nueva Renca (*) (Jul15 - Jun16)
Caso alta
Caso baja
disp. GNL
disp. GNL
2,7%
4,1%
73,3
89,3
6,0
12,0
0,0
0,0
6,0
12,0
Completa
Limitada
Completa
Limitada
0
0
Completa
Limitada
0
0
0
0
20%
2%
10%
0%
0%
Costo marginal (US$/MWh)
Figura 6: Distribución de probabilidad y probabilidad acumulada de proyección de
costos marginales proyectados, barra Alto Jahuel 220 (Fuente: Systep)
(*): Nueva Renca se encuentra bajo un contrato de arrendamiento con Endesa.
Tabla 2: Indicadores estadísticos de costos marginales
proyectados, barra Alto Jahuel 220 (Fuente: Systep)
Costo Marginal Mensual
Abr-2015 a Sep-2015
Oct-2015 a Mar-2016
Caso Alta disp. GNL
Promedio
Desv. Est. %
(US$/MWh)
52,37
25,87
60,92
19,07
Caso Baja disp. GNL
Promedio
Desv. Est. %
(US$/MWh)
60,51
28,36
81,00
23,81
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
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julio2015
4
Sistema Interconectado Central (SIC)
Análisis por empresa
En junio, Endesa presentó un aumento de su generación a carbón producto de la operación de las centrales
Bocamina I y II. La generación hidráulica de Colbún aumentó por mayor disponibilidad de este recurso. Por otra parte,
AES Gener aumentó su generación a carbón debido a disponibilidad de la central Ventanas 2. En tanto Guacolda y
Pehuenches mantienen su participación con centrales a carbón e hidráulicas respectivamente.
Endesa
30.000
300
MUS$
10.000
100
-10.000
-30.000
-100
-50.000
-300
-70.000
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
1.031
Total Retiros (GWh)
1.665
Transf. Físicas (GWh)
-634,0
Transf. Valorizadas (MMUS$)
-93,0
GWh
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
Bocamina (prom. I y II)
47,0
San Isidro GNL (prom. I y II)
65,1
Taltal Diesel
244,3
-500
-90.000
-110.000
-700
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Pasada
Embalse
Gas
GNL
Carbón
Diésel
Eólico
Total
Generación por fuente GWh
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
187
182
179
272
485
429
0
0
0
528
396
482
21
195
61
15
2
32
7
14
9
1.031
1.274
1.193
2010
2011
2012
Fisico Energía GWh
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
Colbún
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
1.203
Total Retiros (GWh)
978
Transf. Físicas (GWh)
225
Transf. Valorizadas (MMUS$)
24,3
80.000
60.000
40.000
20.000
-20.000
-40.000
-60.000
-80.000
-100.000
400
300
200
100
0
-100
-200
-300
-400
-500
GWh
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
Santa María
33,9
Nehuenco GNL (prom. I y II)
0
Nehuenco Diesel (prom. I y II)
120,6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Pasada
Embalse
Gas
GNL
Carbón
Diesel
Eólico
Total
Generación por Fuente (GWh)
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
175
165
185
278
327
383
0
0
0
424
374
182
267
206
261
59
8
176
0
0
0
1.203
1.079
1.188
2010
2011
2012
Fisico Energía GWh
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
AES Gener (incluye Eléctrica de Santiago)
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
Ventanas prom. (prom. I y II)
36,8
N. Ventanas y Campiche
34,0
Nueva Renca GNL
73,2
500
400
300
200
100
0
-100
-200
-300
GWh
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
885
Total Retiros (GWh)
663
Transf. Físicas (GWh)
222,3
Transf. Valorizadas (MMUS$)
27,6
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
-10.000
-20.000
-30.000
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Pasada
Embalse
Gas
GNL
Carbón
Diesel
Eólico
Otro
Total
Generación por fuente GWh
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
72
60
67
0
0
0
0
0
0
246
189
73
535
594
575
28
7
67
0
0
0
4
3
1
885
852
783
2010
2011
2012
Fisico Energía GWh
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
323
Total Retiros (GWh)
338
Transf. Físicas (GWh)
-15,0
Transf. Valorizadas (MMUS$)
-7,2
15.000
10.000
5.000
-5.000
-10.000
-15.000
-20.000
-25.000
-30.000
150
100
50
0
-50
-100
-150
-200
-250
-300
GWh
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
Guacolda I y II
28,1
Guacolda III
25,7
Guacolda IV
28,3
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Pasada
Embalse
Gas
GNL
Carbón
Diesel
Eólico
Total
Generación por Fuente (GWh)
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
323
331
381
0
0
0
0
0
0
323
331
381
MUS$
Guacolda
2010
2011
2012
Fisico Energía GWh
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
Pehuenche
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
300
30.000
200
20.000
100
10.000
0
-
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
140
Total Retiros (GWh)
24
Transf. Físicas (GWh)
116
Transf. Valorizadas (MMUS$)
14,9
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
-10.000
-100
-20.000
-200
-30.000
-300
2010
2011
Fisico Energía GWh
2012
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
julio2015
5
GWh
Sólo centrales hidráulicas
40.000
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Pasada
Embalse
Gas
GNL
Carbón
Diesel
Eólico
Total
Generación por Fuente (GWh)
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
50
19
29
91
97
138
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
140
116
167
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Análisis de operación del SING
Diesel
Hidro
La operación del SING presentó un aumento en
la participación de GNL de un 10% en mayo a
10%
Fuel Oil Nro. 6
Cogeneración
May 2015
0,8%
10%
0,5%
14%
Diesel + Fuel Oil
Solar
Carbón
Carbón + Petcoke
Jun 2015
0,7%
12%
Gas Natural
Jun 2014
0,1%
0,4%
2%
1,1%
12%
un 14% en junio, debido a la mayor generación
de CTM3 (251 MW) de E-CL. En tanto, aumentó
la participación de la generación diesel de un
10% a un 12%, principalmente por la operación
76%
76%
1%
10%
10%
71%
84%
1%
Figura 7: Energía mensual generada en el SING (Fuente: CDEC-SING)
de GasAtacama. Mientras que la generación a
carbón disminuyó de un 76% en mayo a un 71%
en junio, por el mantenimiento mayor de
Angamos
1
(272
MW)
de
AES
Gener
(ver Figura 7).
La mayor generación de GasAtacama con
combustible diesel se debe a los trabajos que se
efectuaron en el sistema de transmisión el mes
pasado, que obligaron a la operación fuera de
mérito de esta central.
El precio del GNL declarado por la unidad
Tocopilla
de
E-CL
fue
de
4,7 US$/MMBtu
Figura 8: Principales costos variables y costo marginal diario de junio (Fuente: CDECSING)
promedio en junio. De este modo, el costo
variable del GNL de E-CL se ubicó levemente
por encima de los costos variables promedio del
carbón (ver Figura 8). Además, la unidad CTM3
arrendada por AES Gener operó con un costo
declarado de GNL de 14,5 US$/MMBtu.
Los costos marginales de junio en demanda
baja fueron marcados por el carbón, mientras
que en demanda alta la tecnología marginal
fue básicamente diesel. El promedio mensual
del costo marginal de junio en la barra
Crucero 220 fue de 72,9 US$/MWh, lo cual
representa una aumento del 57,0% respecto del
mes
de
mayo
(46,4 US$/MWh),
y
una
disminución de un 14,1% respecto a junio de
2014 (84,8 US$/MWh).
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Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Figura 9: Generación diaria durante junio y curva de oferta aproximada al 15 y 30 del
mismo mes (Fuente: CDEC-SING, Elaboración: Systep)
julio2015
6
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Proyección Systep de costos
marginales a 12 meses
Los resultados de la proyección muestran que bajo una condición
En base a lo informado por los grandes
de demanda base. Por otra parte, en el escenario de demanda
consumidores del SING, para 2015 se espera un
alta,
crecimiento anual de la demanda eléctrica
74,1 US$/MWh.
cercano
al
continuación
13,2%,
de
impulsado
la
toma
proyectos
importantes
(110 MW),
y
por
la
de
como
conexión
de demanda baja, el costo marginal promedio anual alcanza los
50,7 US$/MWh, en comparación a los 63,8 US$/MWh del escenario
por
la
carga
de
Sierra
Gorda
de
nuevos
proyectos industriales como OGP1 (161 MW) y
EWS (209 MW) de Minera Escondida, entre otros.
Sin embargo, existe incertidumbre respecto del
cumplimiento efectivo de las condiciones de
demanda esperadas,
situación
que
en
el
el
US$/MWh
costo
marginal
Caso Demanda Base
promedio
anual
Caso Demanda Baja
podría
alcanzar
Caso Demanda Alta
190
170
150
130
110
90
70
50
30
7
8
9
10
11
12
1
2
2015
3
4
5
6
2016
pasado ha conducido a sobrestimaciones en las
proyecciones de demanda informadas por las
empresas.
Figura 10: Proyección de costos marginal SING en barra Crucero 220 kV, para distintas
condiciones de demanda. (Fuente: Systep)
Para abordar esta incertidumbre asociada a la
La proyección de costos marginales es altamente sensible a los
estimación de demanda, Systep considera para
esta
proyección
3
escenarios
distintos
de
demanda. Se considera un crecimiento de la
demanda base, elaborado a partir de las
expectativas
informadas
por
los
grandes
clientes, y dos casos adicionales: demanda baja
y demanda alta.
Respecto del parque generador, dentro de los
próximos 12 meses se espera la puesta en
operación de 8 proyectos solares por un total de
301 MW, de los cuales 77 MW entrarían en la
segunda mitad del 2015. También se espera la
entrada en operación de la central Cochrane I
en la primera parte del 2016.
Tabla 3: Supuestos proyección de costos marginales a 12
meses Systep
Supuestos SING
Crecimiento
demanda
2015
2016
Diesel promedio US$/Bbl
Mejillones
Angamos
Tocopilla
Carbón
Andina
US$/Ton
Combustible
Hornitos
Norgener
Tarapacá
GNL
Mejillones, Tocopilla
US$/MMBtu
Atacama
(CIF)
Salta
U16
Disponibilidad
CTM3
GNL
Otros
Demanda Demanda Demanda
baja
base
alta
8,2%
13,2%
18,2%
3,5%
3,5%
3,5%
88,42
72,8
76,0
67,9
73,9
73,9
79,8
73,1
4,7 - 6,5
Sin GNL
No Considerado
Limitada
Limitada
Sin GNL
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Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
mantenimientos considerados para las unidades generadoras. Para
su simulación se consideró el programa de mantenimiento mayor
para el 2015 publicado por el CDEC-SING, vigente desde el 1 de
mayo. En este ámbito, la proyección efectuada no presenta
variaciones con respecto a la realizada en el mes anterior.
Por otra parte, en esta proyección se ha considerado una
disponibilidad de GNL basada en la declarada por las empresas
para el año 2015, lo cual podría sufrir modificaciones en próximas
proyecciones
si
se
declara
una
disponibilidad
distinta.
La
proyección considera las disponibilidades informadas de GNL para
las unidades CTM3 y U16, considerando además que AES Gener
informó el arriendo de CTM3 a E-CL.
Notar que esta proyección es el resultado de la simulación del
despacho económico de carga del SING, en donde el costo
marginal corresponde al costo variable de la unidad más cara en
operación. No se considera la aplicación de toda la normativa
legal vigente: Procedimiento de Cálculo del Costo Marginal
(CDEC-SING), Resoluciones Ministeriales y otros. Por lo tanto, los
costos
marginales
proyectados
podrían
estar
sobrestimados
respecto de los costos marginales finalmente utilizados en las
transferencias de energía en el CDEC.
julio2015
7
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Análisis por empresa
En el mes de junio, E-CL disminuyó su generación GNL en la Unidad 16 de la Central Termoeléctrica Tocopilla. Por su
parte AES Gener aumentó su generación de GNL debido a que este mes no hubo restricciones operacionales para
CTM3, Celta disminuyó su generación a carbón y GasAtacama aumentó su operación en base a diésel debido a
trabajos en el sistema de transmisión.
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
768
Total Retiros (GWh)
817
Transf. Físicas (GWh)
-48,6
Transf. Valorizadas (MUS$)
-2.287
10.000
100
5.000
50
-
0
-5.000
-50
-10.000
-100
-15.000
-150
-20.000
GWh
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
Andina Carbón
37,8
Mejillones Carbón
37,8
Tocopilla GNL
37,8
-200
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Diesel
Fuel Oil Nro. 6
Diesel + Fuel Oil
Carbón
Gas Natural
Hidro
Petcoke
Carbón + Petcoke
Total
Generación por Fuente (GWh)
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
2
8
4
8
2
14
0
0
0
618
604
584
136
125
140
3
3
4
0
0
0
0
0
0
768
742
745
MUS$
E-CL (incluye Hornitos y Andina)
2010
2011
2012
Físico Energía GWh
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
AES Gener (incluye Angamos)
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
Tarapacá Carbón
33,3
250
200
150
100
50
0
-50
-100
-150
20.000
MUS$
Generación por Fuente (GWh)
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
0,4
1,8
0,6
0
0
0
0
0
0
98
85
70
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
99
87
70
25.000
15.000
10.000
5.000
-
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
498
Total Retiros (GWh)
591
Transf. Físicas (GWh)
-92,5
Transf. Valorizadas (MUS$)
-4.095
-5.000
-10.000
GWh
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
Angamos (prom. 1 y 2)
38,7
Norgener (prom. 1 y 2)
33,4
Mejillones GNL (CTM3 AES Gener)
106,2
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Diesel
Fuel Oil Nro. 6
Diesel + Fuel Oil
Carbón
Gas Natural
Hidro
Petcoke
Carbón + Petcoke
Total
Generación por Fuente (GWh)
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
0
0
0
0
0
0
0
0
0
477
417
565
21
78
32
0
0
0
0
0
0
0
0
0
498
495
597
2010
2011
2012
Físico Energía GWh
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
40
2.000
20
-
0
-2.000
-20
-4.000
-40
-6.000
-60
-8.000
-80
-10.000
-100
2010
2011
2012
Físico Energía GWh
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
GasAtacama
Costos Variables prom. Jun 2015 (US$/MWh)
Atacama Diesel
125,1
(TG1A+TG1B+TV1C)
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
150,0
Total Retiros (GWh)
20,9
Transf. Físicas (GWh)
129,1
Transf. Valorizadas (MUS$)
5.883
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Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
20.000
15.000
10.000
5.000
-5.000
-10.000
-15.000
-20.000
200
150
100
50
0
-50
-100
-150
-200
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Diesel
Fuel Oil Nro. 6
Diesel + Fuel Oil
Carbón
Gas Natural
Hidro
Petcoke
Carbón + Petcoke
Total
Generación por Fuente (GWh)
May 2015
Jun 2015
Jun 2014
150
170
20
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
12
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
150
182
20
2010
2011
2012
Físico Energía GWh
2013
2014
2015
Valorizado Energía MUS$
julio2015
8
GWh
Transferencias de Energía May 2015
Total Generación (GWh)
99
Total Retiros (GWh)
78
Transf. Físicas (GWh)
20,4
Transf. Valorizadas (MUS$)
1.063
4.000
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Diesel
Fuel Oil Nro. 6
Diesel + Fuel Oil
Carbón
Gas Natural
Hidro
Petcoke
Carbón + Petcoke
Total
MUS$
Celta
Suministro a clientes regulados
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a junio 2015 por generador en barra de
suministro (Fuente: CNE, Elaboración: Systep)
El precio promedio de los contratos firmados
entre generadores y empresas distribuidoras
para
el
suministro
de
clientes
regulados,
indexado a junio de 2015, es de 84,9 US$/MWh
para el SIC y 87,9 US$/MWh para el SING,
referidos a barra de suministro (ver Tabla 4).
En la Tabla 5 se muestran los precios de
licitación promedios por empresa distribuidora,
en las barras de suministro correspondientes. Se
observa que actualmente Chilectra accede a
menores precios y, en contraste, actualmente
CGED accede a los precios más altos en
comparación con las restantes distribuidoras del
SIC y SING.
Empresa Generadora
Precio Medio Licitación
US$/MWh
Energía Contratada
GWh/año
83,0
85,7
79,3
70,3
118,5
112,9
115,7
92,7
122,7
119,4
84,9
18.006
6.932
5.529
900
990
303
220
165
561
83
87,9
87,9
2.365
SIC
ENDESA
COLBÚN
AES GENER
GUACOLDA
CAMPANARIO
M. REDONDO
D. ALMAGRO
PUYEHUE
PANGUIPULLI
PUNTILLA
Precio Medio de Licitación SIC
SING
E-CL
Precio Medio de Licitación SING
*Precios en Barra de Suministro
Tabla 5: Precio medio de licitación indexado a junio 2015 por distribuidora en barra de
suministro (Fuente: CNE, Elaboración: Systep)
Empresa Distribuidora
Precio Medio Licitación
US$/MWh
Energía Contratada
GWh/año
68,7
88,7
81,3
111,8
78,6
84,9
13.579
3.468
2.544
9.205
4.892
87,9
87,9
2.365
SIC
Los valores de la Tabla 4 y 5 sólo consideran las
licitaciones de suministro oficializadas a través
del último decreto de precio nudo promedio
correspondiente a enero de 2015.
Chilectra
Chilquinta
EMEL
CGED
SAESA
Precio Medio de Licitación SIC
SING
EMEL-SING
Precio Medio de Licitación SING
*Precios en Barra de Suministro
Energías Renovables NoConvencionales
Del
balance
de
Energías
Renovables
No-
Convencionales (ERNC) correspondiente al mes
de mayo de 2015, los retiros de energía afectos
a las obligaciones establecidos en la Ley 20.257
y la Ley 20.698 fueron iguales a 3.574 GWh y, por
lo tanto, las obligaciones vigentes de dichos
retiros, equivalentes a 5% y 6%, respectivamente,
fueron iguales a 198 GWh en total. A su vez, la
generación reconocida de ERNC durante mayo
fue igual a 442 GWh, es decir, superó en un
Figura 11: Generación ERNC reconocida y obligación mensual (Fuente: CDEC-SING)
123% a la obligación ERNC.
De las inyecciones de energía ERNC de mayo,
la mayor parte fue generada por centrales
eólicas (31%), seguidas por centrales biomasa
(25%) y solares (23%). Finalmente, la menor
generación fue de centrales hidráulicas con un
21% de la energía ERNC.
La Figura 12 muestra las empresas con mayor
inyección
reconocida
de
ERNC,
propia
o
contratada, en los sistemas SIC y SING durante
Figura 12: Generación reconocida y obligación por empresa, mayo de 2015
(Fuente: CDEC-SING)
el mes de mayo, junto con la obligación de
cada empresa de acuerdo a sus respectivos
contratos de suministro eléctrico.
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julio2015
9
Monitoreo regulatorio y hechos relevantes
Franquicia tributaria, ley de
Regulación de la distribución de
Equidad tarifaria y reconocimiento
concesiones y cambio de giro ENAP
gas de red
a comunas generadoras
En segundo trámite constitucional
En primer trámite constitucional se
El primero de julio de 2015 ingresó a
se encuentra el proyecto de ley
encuentra el proyecto de ley que
la Comisión de Minería y Energía y a
que
franquicias
“Modifica la ley de Servicios de Gas
la de Haciendo el proyecto que
sistemas
y otras disposiciones legales que
“Modifica
solares térmicos; modificar la Ley de
indica”. Este proyecto de ley busca
Servicios Eléctricos, para introducir
Concesiones dando la posibilidad
modernizar
mecanismos de equidad en las
de
enfrentar
busca:
tributarias
ampliar
relativas
caución
a
cautelar
en
juicios
la
las
actual
nuevas
ley
para
exigencias
posesorios para proyectos ERNC; y
regulatorias y corregir los vacíos de
ampliar
la legislación vigente (ver más).
el
giro
de
ENAP
a
la
Ley
General
de
tarifas eléctricas.”
(ver más)
generación eléctrica (ver más).
Cámara de Diputados aprobó proyecto que amplía giro de Enap (ver más)
La Cámara aprobó que Enap y/o sus filiales o coligadas pueda participar en actividades relacionadas con la energía geotérmica y
en la generación de energía eléctrica.
Gobierno planea reponer idea de franjas territoriales en ley de transmisión(ver más)
Proyecto de ley ingresará al Congreso en dos semanas, según adelantó la CNE. Incorpora un rol vital para el Estado en el diseño del
sistema eléctrico y crea el CISEN, que sucederá a los actuales CDEC.
Ley de Asociatividad: Gobierno opta por vía administrativa (ver más)
Se avanzará en una guía de estándares, en equidad tarifaria y en instar a las eléctricas a pagar patentes en las comunas donde
están sus instalaciones.
Tribunal Ambiental: central Cuervo cumple con la normativa (ver más)
Entidad ratificó fallo de la Suprema sobre el proyecto de Energía Austral.
Proyectos en Sistema de
Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
Tabla 6: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto ambiental en
el SIC (Fuente: SEIA)
En el SIC los proyectos de generación en
calificación
totalizan
6.963
MW,
con
una
inversión de MMUS$ 15.390. En el último mes se
aprobó
ambientalmente
el
proyecto
de
generación hidráulica “Cumbres” de 19 MW de
capacidad
en
la
XIV
región.
Tipo de Combustible
Eólico
Hidráulica
Solar
Gas Natural
Geotérmica
Diesel
Biomasa/Biogás
Carbón
TOTAL
En calificación
Potencia
Inversión
(MW)
(MMUS$)
1.659
3.609
990
2.687
2.784
6.981
1.358
1.691
0
0
0
0
122
340
50
82
6.963
15.390
Aprobados
Potencia
Inversión
(MW)
(MMUS$)
5.158
10.630
3.093
4.977
4.253
9.773
957
617
70
330
1.765
5.528
384
744
5.236
10.031
20.916
42.629
Además,
ingresaron a evaluación ambiental siete nuevos
proyectos: dos proyectos solares (130 MW), dos
proyectos hidráulicos (21,6 MW), una turbina de
GNL (48 MW), un proyecto de biomasa (30 MW)
y un proyecto de central eólica (2 MW).
En el SING, los proyectos en calificación suman
2.517 MW, con una inversión de MMUS$ 3.499. En
el último mes se aprobaron ambientalmente los
proyectos “Pampa Solar” de 120 MW ubicado
Tabla 7: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto ambiental en
el SING (Fuente: SEIA)
Tipo de Combustible
Solar
GNL
Eólico
Carbón
Diesel
Fuel-Oil Nº 6
Geotérmica
Hidráulica
TOTAL
En calificación
Potencia
Inversión
(MW)
(MMUS$)
927
1.814
1.290
1.300
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
300
385
2.517
3.499
Aprobados
Potencia
Inversión
(MW)
(MMUS$)
6.876
22.728
1.300
1.158
2.074
4.099
1.770
3.500
207
340
216
302
50
180
0
0
12.493
32.307
en la región de Tarapacá y la Modificación al
Proyecto PV Coya de 100 MW en la región de
Antofagasta. No se ingresaron nuevos proyectos
a evaluación en el último mes.
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